Облегченный тампонажный раствор

 

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород. Облегченный тампонажный раствор содержит ингредиенты в следующем соотношении, мас. %: портландцемент тампонажный 53,75 - 62,67, полые стеклянные микросферы 1,33 - 3,75, карбоалюминатная добавка 1,25 - 2,67, гипс 1,2 - 2,67, вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - остальное. Технический результат - достижение расширения цементного камня в пределах 0,1 - 0,3% при одновременном снижении плотности тампонажного раствора до 1,42 г/см3. 3 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП).

Известен облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент, облегчающую добавку - стеклянные микросферы, суперпластификатор, гидрофобизатор и воду /1/.

Недостатком известного облегченного тампонажного раствора является отсутствие расширения тампонажного камня, приводящее к межколонным проявлениям, кроме того, данный состав применим только при температуре 75oC.

Наиболее близким по составу и назначению является облегченный тампонажный раствор, содержащий цемент, полые стеклянные микросферы и воду /2/.

Недостатком известного раствора является отсутствие сцепления тампонажного камня с колонной, т. к. в процессе твердения наблюдается усадка цементного камня, что подтверждается данными АКЦ на месторождениях Севера Тюменской области.

Задачей изобретения является улучшение параметров облегченного тампонажного раствора и камня за счет расширения тампонажного камня в процессе твердения, обеспечивающего предотвращение межколонных проявлений в процессе эксплуатации скважин.

Техническим результатом заявляемого изобретения является разработка облегченного тампонажного раствора, обладающего расширяющим эффектом.

Сущность изобретения заключается в том, что заявляемый облегченный тампонажный раствор, включающий портландцемент тампонажный, облегчающую добавку, расширяющий компонент и жидкость затворения, в отличие от известного содержит в качестве расширяющего компонента карбоалюминатную добавку и гипс при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 53,75 - 62,67 полые стеклянные микросферы - 1,33 - 3,75 карбоалюминатная добавка - 1,25 - 2,67 гипс - 1,25 - 2,67 вода или 4% раствор хлористого кальция - остальное Таким образом, сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый облегченный тампонажный раствор отличается от известного введением новых компонентов, а именно: карбоалюминатной добавки и гипса при вышеприведенном соотношении компонентов, т.е. заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна".

Поскольку использование изобретения позволяет осуществить существующую потребность, заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень".

Полые стеклянные микросферы выпускаются по ТУ 6-48-108-94 и представляют собой легкий сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 15 - 200 мкм, преимущественно от 15 до 125 мкм. Мискросферы вырабатываются из натриевоборосиликатного стекла.

Карбоалюминатную добавку получают в качестве попутного продукта способом гидрохимического синтеза из щелочно-карбоалюминатных растворов и извести при комплексной переработке нефелинов на глинозем высших сортов, содопродукты и цемент. Карбоалюминатная добавка состоит преимущественно из гидрокарбоалюминатов кальция, которые представляют собой ненасыщенные твердые растворы ангидрида угольной кислоты в четырехкальциевом гидроалюминате ориентировочной формулы 4CaO Al2O3 (0,25 - 1,25)CO2 (11 - 12)H2O. В качестве примесных фаз присутствуют карбонат кальция, гидроалюминаты и низконасыщенные гидрогранаты кальция. Действие карбоалюминатной добавки при твердении составов основывается на химическом взаимодействии гидрокарбоалюмината кальция и гипса с образованием эттрингита по условной схеме: 4CaO Al2O3 CO2 (11 - 12)H2O + 3(CaSO4 2H2O) + (14 - 15)H2O ---> 3CaO Al2O3 3CaSO4(31 - 33)H2O + CaCO3 Образование этого соединения на определенных этапах формирования цементного камня обусловливает компенсацию естественной усадки цементного камня, фиксированное расширение цементного камня в требуемых пределах, а также уплотнение его структуры. Образование эттрингита происходит в ранние сроки твердения, что обеспечивает рост прочности образующего камня.

Сравнительные данные свойств известного состава тампонажного раствора приведены в табл. 1, а заявляемого в предельных (составы 1 - 12) и запредельных значениях ингредиентов (составы 13 - 16) приведены в табл. 2 и 3.

В представленных экспериментальных данных использовали портландцемент тампонажный ПЦТ Д20-50 по ГОСТ 1581-91, стеклянные микросферы по ТУ 6-48-108-94, карбоалюминатную добавку по ТУ 5743-066-00194027-94, гипс по ГОСТ 125-79, хлористый кальций по ГОСТ 450-77 и воду водопроводную по ГОСТ 2874-82.

Сравнение с известным раствором происходит по расходу стеклянных микросфер: 2, 4, 6 мас. % от массы сухой тампонажной смеси. Все составы (известные и заявляемые) имеют одинаковые условия твердения, образцы до испытания находятся в ванне с водой при температуре 20oC.

Определение основных свойств облегченного тампонажного раствора и камня производили при температуре 20 + 2oC и атмосферном давлении в соответствии ГОСТ 26798.0 - ГОСТ 26798.2-85 "Цементы тампонажные. Методы испытаний". Плотность тампонажного раствора определяли пикнометром, растекаемость - по конусу АзНИИ, сроки схватывания - иглой Вика, предел прочности камня на изгиб - на испытательной машине МИИ-100, расширение тампонажного камня в процессе твердения - с помощью прибора системы ГОИ (государственный оптический институт).

Облегченный тампонажный раствор готовят следующим образом. Необходимое количество карбоалюминатной добавки смешивают с гипсом и цементом, затем добавляют облегчающую добавку - полые стеклянные микросферы в заданных соотношениях. Сухую тампонажную смесь затворяют водой или 4% раствором CaCl2 в зависимости от условий цементирования скважины. При цементировании кондуктора (зона ММП) применяют облегченный тампонажный раствор, затворенный раствором CaCl2, а при креплении эксплуатационной колонны используют облегченный тампонажный раствор, затворенный на воде.

Пример. Для приготовления 1 кг тампонажного раствора (состав 8, табл. 2) необходимо взять 25,8 г карбоалюминатной добавки, смешать ее с 25,8 г гипса и с 567,7 г цемента, затем добавить 25,8 г полых стеклянных микросфер и полученную сухую смесь затворить 354,8 г 4% раствором CaCl2. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность и растекаемость. Раствор заливают в формы для определения сроков схватывания, расширения, предела прочности камня на изгиб. После определения сроков схватывания и до времени испытания на изгиб и расширение образцы хранят в воде при температуре 20 + 2oC. Камень испытывают на прочность и расширение через 2, 7 и 14 сут.

Результаты испытаний приведены в табл. 2 и 3. Приготовленный состав 8 имеет плотность 1,53 г/см3, растекаемость - 24 см, начало схватывания через 4 ч 50 мин, конец схватывания - 5 ч 25 мин, предел прочности камня на изгиб составляет через 2 сут 2,7 МПа, через 7 сут - 4,0 МПа, через 14 сут - 4,7 МПа, расширение через 2 сут составляет 0,16%, через 7 сут - 0,23%, через 14 сут - 0,24%. Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в табл. 2, аналогичны вышеописанному.

Для выявления отличительных признаков и положительного эффекта изменяли массовые соотношения ингредиентов в широком интервале значений.

Как видно из таблиц, заявляемый тампонажный раствор обладает значительным расширением, которое нарастает в течение 2 - 10 суток гидратации и обнаруживает тенденцию к стабилизации к 14 сут твердения. Уже через 2 сут твердения цементный камень имеет расширение от 0,10 до 0,26% через 7 сут - от 0,15 до 0,30% и от 0,16 до 0,33% через 14 сут твердения при граничных значениях портландцемента от 53,75 до 62,67 мас.%, стеклянных микросфер от 1,33 до 3,75 мас.%, карбоалюминатной добавки и гипса от 1,25 до 2,67 мас.%, воды или раствора CaCl2 от 33,33 до 37,50 мас.%, тогда как у известных составов расширение камня отсутствует. При этом сохраняются основные технологические параметры (сроки схватывания, предел прочности камня на изгиб, растекаемость и плотность раствора).

При содержании в растворе полых стеклянных микросфер менее 1,33 мас.% (состав 13 табл. 2) возрастает плотность тампонажного раствора (1,70 г/см3), которая не удовлетворяет требованиям ГОСТ на облегченный тампонажный раствор, а при содержании микросфер более 3,75 мас.% (состав 14) раствор теряет подвижность (растекаемость 19 см) и снижается прочность камня на изгиб.

При увеличении содержания в растворе карбоалюминатной добавки (более 2,67 мас. %) резко снижается прочность камня на изгиб (состав 15 табл. 2 и 3), а при уменьшенном содержании карбоалюминатной добавки уменьшается расширение камня (состав 16).

Предлагаемый тампонажный раствор позволяет повысить качество крепления скважин и предотвратить газонефтепроявления, имеющие место при цементировании известными составами с использованием полых стеклянных микросфер без расширяющей добавки.

Источники информации.

1. А.С. N 1640367, кл. E 21 B 33/138, 07.04.91.

2. Патент США N 4370166, кл. C 04 B 7/02, 1983.

Формула изобретения

Облегченный тампонажный раствор, включающий тампонажный портландцемент, облегчающую добавку - полые стеклянные микросферы и жидкость затворения - воду или 4%-ный раствор хлористого кальция, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбоалюминатную добавку и гипс при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Портландцемент тампонажный - 53,75 - 62,67
Полые стеклянные микросферы - 1,33 - 3,75
Карбоалюминатная добавка - 1,25 - 2,67
Гипс - 1,25 - 2,67
Вода или 4%-ный раствор хлористого кальция - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 09.07.2009

Извещение опубликовано: 27.11.2010        БИ: 33/2010

PC4A Государственная регистрация перехода исключительного права без заключения договора

Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 24.03.2011 № РП0001336

Лицо(а), исключительное право от которого(ых) переходит без заключения договора:
Дочернее предприятие Российского акционерного общества "Газпром" Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий (RU)

(73) Патентообладатель(и):
Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» (RU)

Адрес для переписки:
ООО "ТюменНИИгипрогаз", Генеральному директору, С.А.Скрылеву, ул. Воровского, 2, г. Тюмень, 625019.

Дата публикации: 10.05.2011




 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при заканчивании нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к материалам, используемым для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи преимущественно карбонатной породы, вследствие чего повышается нефтеотдача

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водопритока

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к веществам, используемым для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин

Изобретение относится к креплению призабойной зоны пласта при борьбе с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтедобыче

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в нефтяные скважины

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к изоляции зон поглощения промывочной жидкости

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока добывающих скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции пористой среды

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов заводнением и для изоляции водопритоков

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением, а также для изоляции водопритоков к нефтяным скважинам

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции водопритоков в скважины, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов
Наверх